2分析与处理〖HT〗进水受潮是近年来变电设备绝缘缺陷的主要原因，并发现有进水的嫌疑之处，加之足够的全面分析和对大型变压器的处理经验，使变压器一开始就被视为绝缘受潮缺陷采用惯用的祛气法(真空热油循环过滤)展开处理。即将油加热到80～90℃，抽真空0.08MPa保持一段时间后破坏真空，并用普通滤纸循环过滤以除去其中的水份和气体，前后持续10余天绝缘测试仍未有所好转，油样跟踪分析结构亦未实质性变化，详见表3。
至此，不外乎有两种情形势必研究分析。其一，若坚持是进水受潮，则否定常规处理方法的有效性。若为器身受潮，尤其大型变压器，普通干燥法往往不易凑效，由此有人提出改用涡流法或短路法继续干燥处理；其二，对绝缘缺陷性质的认定提出质疑。大家知道，变压器主绝缘系油－纸结构，在直流电压作用下，有如图1等值电路，其中RP、CP为绝缘纸的等值电阻和电容量；R0、C0为绝缘油的等值电阻和电容量；R1为纸撑条和垫块的等值电阻。根据变压器整体绝缘电阻很低而吸收比较大的测定结果，并结合图1分析，通常分析认为极有可能是纸撑条或垫块材质不良。如采用樟木或南方红松木，在运行过程中绝缘逐步劣化形成贯穿性低阻短路所致。所含胶体状杂质在温度90℃左右时，迅速溶解，均匀分布在油中造成介损显著的增大。在处理过程中跟踪分析油的高温介损异常偏高，已超出大修标准4，而且测试结果不很稳定，有忽高忽低现象，而油的耐压影响甚微，这种推断性解释与绝缘测试结果或现象较为吻合。实践表明，对于绝缘良好的电力变压器，随着温度的上升，吸收比下降；对于进水受潮的变压器绝缘，绝缘吸收比随着温度的下降而减少。［1］由表3可描绘出该变压器绝缘吸收比(以高／中、低及地绝缘为例)随温度变化的特性曲线。其基本形状如图2所示。由图2可以看出，该变绝缘吸收比与温度变化的关系较复杂。在油的温度由30℃→92℃→41℃的循环变化过程中，绝缘吸收比随温度变化的关系特性曲线有相交现象。其变化特性既不同于绝缘良好的变压器，亦有异于绝缘进水受潮的变压器，此异常现象实属罕见。但至少可以排除绝缘受潮情况。其实，从处理前的绝缘测试数据(参见表1)分析，不难发现各侧整体绝缘电阻普遍降低很多，但吸收比较好，理化分析微水含量较历次相差无几，耐压较高，而油介损明显偏高，增长为投运时的近十倍，由此不能不说明油存在隐患。因此变压器受潮的可能性不大。为充分说明该命题的成立，不妨借用反证法。假如为绝缘整体受潮(指油、纸绝缘均受潮)情况，整体绝缘电阻应很低，且吸收比较小，近乎1。这与试验数据不相符，不予成立；若为局部受潮(含线圈受潮、油良好，或油受潮、线圈良好)情况，两极间仍保持有部分良好绝缘，那么所测绝缘电阻不应明显偏低，或降低很少，甚至不发生变化。这亦与表1测试数据不符，不予支持。因此高压绝缘理论认为，测量绝缘电阻的试验方法只能检测出绝缘有贯穿的集中性缺陷，整体受潮或贯穿性受潮。只有当绝缘缺陷贯通于两极之间时，测量其绝缘电阻才会有明显变化。以上分析表明，致使该变主绝缘水平大为降低的主要原因并不是进水受潮，而是存在尚未发现的其它性质的绝缘缺陷。这时应否定绝缘受潮嫌疑，及时改变或调整处理方案，以尽可能降低损失。为了查出绝缘降低的根本原因，一致认为将油放出。同时在放油过程中测试绝缘，发现随着油的不断放出，变压器的绝缘水平显著提高，油全部放出后，绝缘已上万兆欧，由此可以断定问题在变压器油，但常规的油试验分析方法无能为力。当采用电感耦合等离子体发射光谱法［2］对变压器油分析化验，发现油中金属铁含量有0.21mg／L，铜含量0.82ml／L。虽无行业标准，但根据大量已采集到的合格变压器油样的数据统计分析，其金属含量已异常偏高，为正常合格油的数十倍之多(一般正常含量均在0.02～0.03mg”L左右)，另用合格油将变压器内部彻底冲洗后(当然散热管及排油管中仍残存有几百公斤废油)，重新真空注油，在注入部分后测试绝缘，发现绝缘忽又显著下降，仅数百兆欧(折算到20℃)，使问题进一步复杂化。详见表4所示。
值得注意的是，中压／地绝缘较换油前显著下降(对照表1与表4)，给分析判断和处理平添几分难度。看来变压器内绝缘被金属性污染可能未彻底清除，仅仅通过换油是难以根本解决。于是继续带油采用框板式滤油机升温，当取得本体出口油温70℃左右后，白天停止加温，换用WXD－02型高效吸附滤油纸循环吸附过滤，每6h换纸(吸附滤纸在60～70℃烘燥4h)，夜间滤油机加热循环。当采用专用滤纸处理后，每天上午10点暂破坏真空绝缘测试，发现绝缘明显好转(详见表5)，连续三天吸附过滤，绝缘已上万兆欧(折算为20℃)，直到绝缘不再有上升趋势，并保持24h相对稳定，处理结束。然后真空注油，在变压器油温下降接近环境温度，进行绝缘测试和取油样理化分析，绝缘良好(详见表5)，投入并监视运行。
尽管该变压器绝缘已完全恢复，但由于变压器油经受长时间的高温，以及WXD－02型高效吸附再生处理，尤其当采用粉末状吸附滤纸被水份击穿时不慎使粉末重新污染变压器油，致使油原有的化学结构和性能被破坏，改变油品质，在运行后绝缘加速劣化。再次对处理运行后的变压器油的T501抗氧化性能、介质损耗、金属微量元素含量以及油的芳烃含量和化学结构作了全面分析测定(参见表5)，结果表明，该处理方法是行之有效的，不存在负面影响。3油中金属含量增大的原因分析值得探讨的是，导致该变压器油中的金属含量异常偏高的根本原因。有人提出可能是潜油泵铜轴长期磨损所致。的确其中有一组潜油泵曾烧坏过两次，但对该潜油泵撤卸检查并非铜轴结构(投运前已将烧坏潜油泵以及油枕胶囊更换)。因此，分析认为极有可能来自厂家变压器油中，在该变投运前其油中的金属元素含量已异常偏高。从厂家1992年12月出厂试验报告以及该变1995年3月投运前的交接试验报告(详见表6)可以看出，虽然在有关允许标准范围内，但绝缘状态总不太令人满意，交接试验结果尤期偏低，高压线圈的绝缘水平已达不到有关标准规定的不低于出厂试验值的70的限值。[3]。而油的介质损耗前后(参见表1)对比有显著增大趋势，其主要原因是油的氧化以及同中金属元素对油品氧化的催化作用，使油产生酸性氧化物和油泥。酸性氧化产物腐蚀金属，又使油中金属含量增加，加速油的氧化。[4]如若当时(投运前)引起足够重视，及时把问题充分暴露给厂方，防微杜渐，也不至于发生运行几年后绝缘的进一步恶化，造成不应有的损失。
无独有偶。自贡电业局1995年亦发生过极为类似的绝缘缺陷情况，故障变压器规格、型号及厂家均相同。所幸的是，绝缘缺陷消除在变压器投运之前，厂方负有不可推卸的责任。因此，在变压器绝缘电阻异常降低，同时可能随有油介损增大现象而原因不明的情况下，常规的检测处理方法难以凑效，这时应怀疑油中的金属污染或微生物污染问题。测定变压器油中的金属(主要为铜、铁和铝等)元素含量、芳香烃含量、微生物(主要为球菌和杆菌)含量及油的化学结构，分析变压器绝缘降低或介损增大的根本原因，采用WXD－02型多孔性高效吸附剂或相应的滤纸吸附处理，并保证油温在70℃左右(温度对油中微生物的存在有明显影响)，绝缘可明显好转。4结语1)变压器油的金属性污染使绝缘电阻大为降低，同时油的介质损耗有增长的趋势；2)采用WXD－02型多孔性高效吸附剂或相应的滤纸吸附处理，是处理变压器油中金属性(含微生物)污染问题的有效方法。3)建议变压器投运前应进行油中金属微量元素含量测定，建档原始资料，并开展相关研究分析。参考文献1张古银对受潮大型变压器异常试验结果的浅析电气绝缘试验方法集锦［C］.(1)：842张静电感耦合等离子体发射光谱法同时测定原油和重油中的14种微量元素含量［J］石油炼制，1998，(6)：623《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91［S］4王聪玲等.变压器油介损增大的原因分析与再生处理［J］.高电压技术，1997，(3)：62(收稿日期：1999－12－10)
